发电厂基建过程热控调试关键技术

1.调试资料准备： 1.1.设计文件、设计图纸和设计说明书； 1.2.设备清册、I/O 清册； 1.3.分散控制系统使用手册、系统组态图、柜内接线图； 1.4.系统管道仪表图； 1.5.专业上的技术法规性文件，包括有关标准、规范、规程、规定等等； 1.6.定值清册； 1.7.各种流量孔板、喷嘴计算书； 1.8.a 1.9.b 1.10.相关性能特性曲线（各种负荷下的锅炉管道配风情况、风煤比、定滑定曲 线、）； 1.11.有关平衡桶体、容器等的安装尺寸(汽包水位)； 1.12.有关现场设备说明书； 1.13.单体设备的校验证书（包括变送器、压力开关、流量开关、热电偶、热点阻、 火检系统、氧量装置、行程开关、阀门、马达、档板、执行机构等等）； 2.参加设计联络会 2.1.关于后备操作手段 当分散控制系统发生全局性或重大故障时(例如分散控制系统电源消失、通信中断、 全部操作员站失去功能，重要控制站失去控制和保护功能等)，为确保机组紧急 安全停机，应设置下列独立于分散控制系统的手段： 2.1.1.汽轮机跳闸； 2.1.2.总燃料跳闸； 2.1.3.发电机一变压器组跳闸； 2.1.4.锅炉安全门(机械式可不装)； 2.1.5.汽包事故放水门； 2.1.6.汽轮机真空破坏门； 2.1.7.直流润滑油泵； 2.1.8.交流润滑油泵； 2.1.9.电机灭磁开关； 2.1.10.柴油机启动。 2.2.关于 MFT: 在运行中锅炉发生下列情况之一时，应发出总燃料跳闸指令，实现紧急停炉保 护，总燃料跳闸指令应包括如下内容： 2.2.1.1.手动停炉指令； 2.2.1.2.全炉膛火焰丧失； 2.2.1.3.炉膛压力过高过低； 2.2.1.4.汽包水位过高过低； 2.2.1.5.全部送风机跳闸； 2.2.1.6.全部引风机跳闸； 2.2.1.7.煤粉燃烧器投运时，全部一次风机跳闸； 2.2.1.8.燃料全部中断； 2.2.1.9.总风量过低； 2.2.1.10.锅炉炉膛安全监控系统失电； 2.2.1.11.根据锅炉特点要求的其它停炉保护条件（直流炉给水流量低，再热器遮 断等）。 2.3.关于ETS 在运行中汽轮发电机组发生下列情况之一时，应实现紧急停机保护： 2.3.1.汽轮机超速； 2.3.2.凝汽器真空过低； 2.3.3.润滑油压力过低； 2.3.4.轴承振动大； 2.3.5.轴向位移大； 2.3.6.发电机冷却系统故障； 2.3.7.手动停机； 2.3.8.汽轮机数字电液控制系统失电； 2.3.9.汽轮机、发电机等制造厂提供的其他保护项目（轴瓦温度，回油温度）。 2.4.关于机组横向大联锁： 单元制机组发生下列情况之一时，应有停止机组运行的保护: 2.4.1.锅炉事故停炉； 2.4.2.汽轮机事故停机； 2.4.3.发电机主保护动作； 2.4.4.单元机组未设置快速切负荷(FCB)功能时，任何原因引起的发电机解列。 2.5.关于热工保护系统的“独立性”原则 2.5.1.保护系统应有独立的 IO 通道，并有电隔离措施； 2.5.2.冗余的 IO 信号应通过不同的 IO 模件引人； 2.5.3.触发机组跳闸的保护信号的开关量仪表和变送器应单独设置，当确有困难 而需与其他系统合用时，其信号应首先进入保护系统； 2.5.4.机组跳闸命令不应通过通信总线传送； 2.5.5.炉、机跳闸保护系统的逻辑控制器应单独冗余设置； 2.6.关于电源配置 2.6.1.分散控制系统、汽轮机电液控制系统、机组保护回路、火检装置及火检冷 却风机控制等的供电电源，一路应采用交流不间断电源，一路来自厂用保安段 电源； 2.6.2.两路电源的主辅与切换； 3. 参加系统出厂验收测试 出厂验收测试（Factory Acceptance Testing）是在分散控制系统出厂前，对分散控制系统设 备的各种功能和性能进行检查,对发现的故障要记录在 FAT 问题报告表中，报告表要含有 如下内容：发现日期、发现人员、被发现问题所对应的图纸号、问题的描述、问题的解决、 解决问题的人员、解决问题的日期等。检查内容包括 3.1. 所需提交的资料： 3.1.1. 调试准备中需要的资料； 3.1.2. 合同中的设备清册； 3.2. 设备的外观和数量清点； 3.2.1. 接线牢固、柜内走线整齐、美观，标牌清晰、持久，门封严密、门锁灵活、油漆 无剥落； 3.2.2. 设备数量(包括各工作站软件)与合同中设备清册一致； 3.3. 系统电源： 3.3.1. 切除一台电源装置，冗余配置的电源应自动工作，控制系统工作应正常，DPU 不发生初始化现象，运行数据不丢失，电源电压波动要在卡件要求的工作电压范围之内； 3.3.2. 对两线制变送器的供电回路进行短路试验，卡件通道应不受影响，操作员站有报 警显示； 3.3.3. 系统直流电源负荷率的测试： 每台直流电源的最大耗电电流=（该电源所带的每种卡件的耗电量*该种卡件的数量） 直流电源负荷率（%）=（最大耗电电流/该台电源装置的额定电流）*100% 直流电源负荷率应小于 60%70% 3.3.4. 访问电源负荷率的测试 访问电源耗电电流=该电源所支持的通道回路数*每个通道访问电流的估算值 访问电源的负荷率（%）=（耗电电流/单台电源额定电流）*100 访问电源负荷率应小于 60%70% 注：通道访问电流的估算值，直流 24V 访问的 AI/AO 通道为 0.04A, 直流 48V 访问的 DI 通道为 0.01A, 直流 48V 访问的 DO 通道的电流视具体设备而定。 3.4. 工作站部分: 3.4.1. 控制站存贮余量的测试：每个控制站的内存余量应大于存贮器容量的 40，外 存余量应大于存贮器容量的 60； 3.4.2. 过程控制站双 CPU 切换时的冗余能力测试：人为退出控制站中正在运行的 CPU，备用的 CPU 应自动投入工作，在 CPU 的切换过程中，系统不得出错或出现死机情 况； 3.4.3. 工程师站系统的重置能力的测试：切除并恢复系统的外围设备，这时控制系统不 得出现任何异常工况； 3.4.4. 操作员站键盘操作的容错测试：在操作员站的键盘上操作任何未经定义的键时， 系统不得出错或出现死机情况； 3.5. 数据公路部分； 3.5.1. 通信总线冗余切换能力的测试：在任意节点人为切断每条通信总线，系统不得出 错或出现死机情况。切、投通信总线上的任意节点，或模拟其故障，总线通信应正常； 3.6. 抗干扰能力的测试；用功率为 5W、频率为 400MHz500MHz 的步话机作干扰源， 距敞开柜门的分散控制系统机柜 1.5m 处工作，分散控制系统应正常工作； 3.7. I/O 卡件的测试； 3.7.1. 卡件可维护性的测试：任意拔出一块输入或输出模件，屏幕应显示该模件的异常 状态，控制系统自动进行相应的处理（如切到手动工况、执行器保位等） 。在拔出和恢复模 件的过程中，控制系统的其他功能不受任何影响。 3.7.2. 卡件通道精度的测试：选择部分不同输入信号的通道，对其进行精度校验，要求 满足大信号偏差不超过0.1%，小信号偏差不超过0.2%的标准； 4. 热控调试进度安排 4.1. 倒送电（机组进入分部试运阶段。参加 DCS 的现场恢复，开始点对点的校验和分 系统调试工作；） 4.2. 除盐水出水（化水程控） 4.3. 炉前碱洗（SCS 之开式水、闭式水、循环水） 4.4. 空气动力场试验（SCS：风系统、烟系统、凝泵、给水泵；MCS 之风量变送器、 风量补偿运算；DAS：画面显示、参数记录打印；） 4.5. 首次点火（SCS：上水、给水、高低加回路；BMS：点火程控、OFT、油火检、吹 扫逻辑；MCS：各调节门的手动操作、燃油自动、引风自动；DAS、/；程控：空预器吹灰； ） 4.6. 冲转（整套启动开始。DEH、ETS、TSI、BPS、BMS：磨组部分、MFT、煤火检、 SCS：真空系统、抽汽逆止门、各种油泵联锁、盘车） 4.7. 带负荷（CCS 各子系统通过试扰动试验整定，逐个投入，根据变负荷导则进行幅 度为 15%ECR，速率为 3%ECR/min 的变负荷试验，调试 MCS，注意负荷闭锁功能和迫升/ 迫降功能的检查， ） 4.8. 进入 168（ CCS 已投入，且调节品质基本达到设计要求） ； 4.9. 试生产（根据合同，AGC 投入试验、一次调频试验、机组 RB 试验、甩负荷试验、 FCB 试验） ； 5. 分散控制系统现场恢复： 5.1. 确认电子设备间的环境满足有关规程要求（DL/T659-1998） ； 5.2. 确认机柜内接线及外部回路接线完毕且正确，无强电串进系统； 5.3. 系统接地回路正确，接地电阻经测试满足 DCS 要求； 5.4. UPS 系统输出电压的幅值和频率满足 DCS 要求； 5.5. 机柜上电； 5.6. 对机柜供电电源的冗余功能检查； 5.7. 各外围设备供电情况检查（显示器；打印机；工程师站；等等） ； 5.8. 各机柜工作电源与备用电源互为切换功能检查； 5.9. 24 小时后工作电源电压检查； 5.10. 卡件跨接片检查； 5.11. 逐个安装卡件； 5.12. 软件加载； 5.13. 过程控制模件状态检查； 5.14. 过程控制模件的冗余功能检查； 6. 现场单体设备 6.1. 关于电动门，气动门 6.1.1. 试验条件： 6.1.1.1. 二次回路接线正确，就地已经调试完毕； 6.1.1.2. 单体调试完毕，信号反馈信号准确，保位、限位、力矩动作正确，无卡涩隋走 现象； 6.1.1.3. 行程时间有记录； 6.1.1.4. 阀门行走方向与机务实际需求方向一致； 6.1.2. 试验方法： 6.1.2.1. 确认机务上允许操作该设备，就地有人监视并核实动作方向； 6.1.2.2. 逻辑上释放该阀门的操作限制； 6.1.2.3. 在操作员站上对该设备进行“开”、 “关”、 “停”操作，观察 CRT 上反馈显示情况， “开”、 “关”、 “正在开”、 “正在关”、 “停在中间位”等信号显示正确，并经核实与就地实际位置一 致； 6.1.2.4. 设置该阀门的闭锁动作条件； 6.1.2.5. 从 CRT 上进行操作，动作情况与逻辑限制要求一致； 6.1.2.6. 对于气动门，核实气开式、气关式，核实失气状态是否与设计一致； 6.2. 关于电机、泵、风机 6.2.1. 试验条件 6.2.1.1. 二次回路接线正确，就地试验工作完毕； 6.2.1.2. 单体调试完成，位置反馈正确，过流过热开关动作可靠； 6.2.1.3. 试验开关（若有的话）切换正常； 6.2.2. 试验方法 6.2.2.1. 确认机务上允许操作该设备，填写送电工作票，就地有人监视并核实动作方向； 6.2.2.2. 若待试验设备有“试验”位置，则置“试验”位置； 6.2.2.3. 若待试验设备无“试验”位，则由解除动力线； 6.2.2.4. 对于小的泵与风机，动力线不便解除时可折除靠背轮，以确认泵与风机本体不 运转； 6.2.2.5. 对于有 A 侧、B 侧设备，要求同时置试验位置，或确认另一台不在“工作位”， 防止联锁误启动伤害人或设备； 6.2.2.6. 逻辑上释放该设备的操作限制； 6.2.2.7. 从操作员站上发“启”、 “停”、命令，现场执行情况及画面显示内容皆正确无误； 6.2.2.8. 设置该阀门的闭锁动作条件； 6.2.2.9. 从 CRT 上进行操作，动作情况与逻辑限制要求一致； 6.3. 关于调节型电动、气动执行机构 6.3.1. 试验条件： 6.3.1.1. 二次回路接线正确，就地调试完毕； 6.3.1.2. 信号反馈信号准确、动作方向正确、保位、限位、力矩动作保护可靠，无卡涩、 隋走现象，对于智能型电动执行机构，内部参数已正确设置； 6.3.1.3. 行程时间有记录； 6.3.1.4. 执行机构的开关方向与机务实际需求方向一致，零位与满度已由电建部门与机 务核实正确； 6.3.1.5. 6.3.2. 试验方法： 6.3.2.1. 确认机务上允许操作该设备，就地有人监视并核实动作方向； 6.3.2.2. 逻辑上释放该执行结构的操作限制； 6.3.2.3. 在操作员站上对该执行结构进行“开”、 “关”、 “定位”等操作，观察 CRT 上位置反 馈显示情况， “全开”、 “全关”、中间位置的反馈值等信号显示正确，并经核实与就地实际位 置一致； 6.3.2.4. 设置该阀门的闭锁动作条件； 6.3.2.5. 从 CRT 上进行操作，动作情况与逻辑限制要求一致； 6.3.2.6. 对于电动执行机构，要进行断信号保护试验，核实断信号后，执行机构所停在 是位置与设计的一致； 6.3.2.7. 对于气动执行机构，核实气开式、气关式，核实失气状态与设计一致； 7. DAS 7.1. 进行点对点校验，对于变送器、传感器等产生的模拟量信号点，将现场接线断开 一根线，操作员站屏幕上应显示“坏质量”，然后现场接入 0-100%信号，按 5 点分布，分别 加入 0，25%，50%，75%，100%信号点，校验记录操作员站显示精度，同时核实该信号 的零位、满度和量程，结束后恢复现场接线，该点进入正常； 7.2. 对于热电偶、热电阻测温元件等产生的模拟量信号点，将现场接线全部